В статье рассмотрены возможные подходы к управлению разработкой и внедрению инноваций в приложении к деятельности нефтегазовых компаний. Представлены основные вехи истории технологического развития нефтегазовой отрасли в СССР, организация управления исследованиями в современной науке. На примерах проанализированы три метода управления инновационной деятельностью: создание научно-исследовательского института, стартапинг и выделение гранов, открытые рыночные инновации.

Основной проблемой современной науки является отсутствие универсальных механизмов, направленных на стимулирование достижения практического результата, его внедрение. Схожая проблема присуща большей части современных приемов управления инновационной деятельностью. Сложность технологий, особенно прорывных, примеры стартапов, реализуемых в кратчайшие сроки, информационный бум последних десятилетий лишь осложняют ситуацию. Попытки управления инновациями на рыночной основе, стартапы и другие подобные методы неэффективны для сложных проектов, так как рыночные обратные связи не работают на больших интервалах времени от инициирования до внедрения. Когда основные производственные мощности так или иначе сконцентрированы вокруг крупных энергетических компаний, только в периметре этих компаний может развиваться прикладная наука и могут выполняться исследования в долгосрочной перспективе, так как для этого необходимы постановка конкретных задач и закрепленное финансирование. Для максимизации эффекта от инноваций и выполнения современных исследований должен существовать механизм длительных стратегических обратных связей, когда с самого начала исследователь хорошо информирован о проблемах производства и заинтересован в применении результатов разработки на практике. Особенно это касается нефтегазового сектора, где временные циклы как освоения актива, так и разработки технологии в норме могут составлять десятилетия.

В заключение описана система управления инновациями ПАО «НК «Роснефть», в основе которой лежит организация цепочек проблемно-ориентированных работ от исследования до внедрения: целевые инновационные проекты.

Список литературы

1. Тоффлер Э. Шок будущего. –  М.:АСТ, 2002. – 557 с.

2. Тимошенко В.П. Советский опыт освоения азиатской России: взгляд с Запада // Уральский исторический вестник. – 2001. – № 7. – С. 255–272.

3. Petroleum Engineering Technology Timeline. –  http://www.spe.org/industry/history/timeline.php.

4. Карпов В.П., Гаврилова Н.Ю. Нефть во внешней политике и торговле Советского Союза в 1960 – 1980-е годы // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2002. – № 4. – С. 217–241.

5. Dake L.P. The Practice of Reservoir Engineering (revised edition) // Developments in petroleum science. – 2001. – V. 36. – P. 15.

6. Wang J., Veugelers R., Stephan P. Bias against novelty in science: A cautionary tale for users of bibliometric indicators // Research Policy. – 2017. – V. 46(8). – Р. 1416–1436.

7. Шелл для бизнеса // Интернет-портал компании Shell 23.03.2018. – http://www.shell.com.ru/Шелл-для-бизнеса.html.

8. Коновалов А. Как продать изобретение // Эксперт Урал. – 2008. – № 44 (252). – http://expert.ru/ural/2008/44/izobretenie/.

9. Chesbrough H. The Era of Open Innovation // MIT Sloan Management Review. – 2003. – V. 44(3). – P. 35–41. – https:// sloanreview.mit. edu /article/the-era-of-open-innovation/.

10. Gateway to growth innovation in the oil and gas industry PwC. 2013. – https://www.pwc.com/gx/en/oil-gas-energy/publications/pdfs/pwc-gateway-to-growth-innovation-in-the-o....

11. Что разрушает отечественный IT-рынок? Ч. 2. 2013 Стартапы и стартапинг. –  https://itkeys.org/lean-marketing-and-growth-hacking/.

12. Алле М. Поведение рационального человека в условиях риска: критика постулатов и аксиом американской школы // Thesis. – 1994. – Вып. 5. – С. 217–241. – https://igiti.hse.ru/data/465/313/1234/5_4_1Allais.pdf

13. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова [и др.]. – Нефтяное хозяйство. –  2016. – № 11. – С. 35–40.

14. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта «РН-ГРИД»: от программной реализации к промышленному внедрению. А.А. Ахтямов, Г.А. Макеев, К.Н. Байдюков, У.С. Муслимов, С.Н. Матвеев, А.В. Пестриков, С.Н. Резаев // Нефтяное хозяйство. –  2018. – № 5. – С. 94–97.

В ПАО «НК «Роснефть» развитие технологии цифрового исследования керна («Цифровой керн») сосредоточено главным образом в ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (ООО «ТННЦ»), входящем в корпоративный научно-промышленный комплекс. Согласно стратегии «Роснефть – 2022» создание технологического преимущества компании в сегменте «Разведка и Добыча» будет обеспечено тиражированием существующих и ускоренным развитием прорывных, в том числе цифровых, технологий. К проектам «прорывной» цифровизации относятся контроль и управление строительством скважин (промышленный интернет и роботизированные буровые), оперативный мониторинг и рефлексная система управления месторождением (единая информационная среда).

Одной из первоочередных задач является развитие технологий в области цифровых исследований керна, в том числе создание соответствующих программных продуктов. Это позволит повысить эффективность геолого-разведочных работ, снизить погрешность планирования показателей, увеличить добычу углеводородов, осуществляя на новом качественном уровне подбор технологий разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами, уменьшить себестоимость добываемой продукции.

В статье представлена история развития технологии «Цифровой керн» в ООО «ТННЦ», показаны имеющиеся разработки, реализованные к настоящему времени. ООО «ТННЦ» имеет на вооружении современное лабораторное оборудование, используемое для цифровых исследований керна. Например, с помощью компьютерного томографа были оцифрованы в формате 3D сотни образцов керна различных типов коллекторов, отсканировано и оцифровано более 5 пог. км полноразмерного керна месторождений компании. Изучаются также цифровые снимки, полученные методом растровой электронной микроскопии (РЭМ). В рамках сотрудничества с российскими компаниями в ООО «ТННЦ» накоплен опыт микро- и нанотомографического исследования керна. Уникальный эксперимент с использованием томографии при решении задач определения коэффициентов вытеснения для сложных карбонатных трещинно-кавернозных пород позволил получить визуальное подтверждение влияния темпов отбора на конечный коэффициент извлечения нефти в кавернозных коллекторах.

В статье также рассмотрен опыт ООО «ТННЦ» в области математического моделирования течений нескольких жидких фаз на микроуровне в оцифрованных и смоделированных породах, а также опыт создания программных продуктов для реализации целей технологии «Цифровой керн».

Список литературы

1. Костин Д.К., Кузнецов Е.Г., Вилесов А.П. Опыт ООО «ТННЦ» по изучению керна с помощью рентгеновского компьютерного томографа / Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2014. – № 3. – С. 18–22.

2. Инновационные подходы к изучению гетерогенных анизотропных коллекторов отложений туронского возраста для достоверной оценки их фильтрационно-емкостных свойств / А.В. Мальшаков, И.О. Ошняков, Е.Г. Кузнецов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 18–22.

3. Расчетный метод получения относительных фазовых проницаемостей на основе решения обобщенных уравнений Бернулли для системы поровых каналов / А.Е. Алтунин, С.В. Соколов, С.В. Степанов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 8. – С. 40–46.

4. Бембель Г.С., Степанов С.В. Математическое моделирование четочного двухфазного течения в системе капиллярных каналов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2015. – № 6. – С. 30–38.

5. Степанов С.В., Шабаров А.Б., Бембель Г.С. Вычислительная технология для определения функции межфазного взаимодействия на основе моделирования течения в капиллярном кластере // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. – Нефть, газ, энергетика. – 2016. – Т. 2. – № 1. – С. 63–71.

6. Жижимонтов И.Н., Степанов С.В., Свалов А.В. Применение стохастистического порово-сетевого моделирования для получения уточненной зависимости пористость-абсолютная проницаемость на примере неокомских отложений месторождения Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 9. – С. 96–98.

7. Цифровой анализ керна: проблемы и перспективы / С.В. Степанов, Д.П. Патраков, В.В. Васильев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 2. – С. 18–22.

По заказу ПАО «НК «Роснефть» выполнены теоретическое обоснование, проектирование и разработка электромагнитного зонда на базе новой конфигурации системы измерения. Многозондовый многочастотный электромагнитный скважинный прибор с тороидальными генераторными и приемными катушками предназначен для изучения макроанизотропных свойств сложнопостроенных нефтегазовых коллекторов. С применением системы измерения c тороидальными катушками в околоскважинном пространстве возбуждается электромагнитное поле, зависящее как от горизонтального, так и от вертикального удельного электрического сопротивления. Разработаны комплексы алгоритмов и программ для моделирования, обработки и инверсии сигналов электромагнитного зонда в пространственно неоднородных анизотропных средах. На основе масштабного численного моделирования в реалистичных моделях геологических сред изучены электромагнитные сигналы, сделаны выводы о высоком пространственном разрешении зонда и обоснована его оптимальная конфигурация, в том числе длины зондов, рабочие частоты, типы измеряемых сигналов и режимы работы. Электромагнитный зонд всестороннее протестирован на лабораторных стендах и в скважинных условиях. Проведены успешные опытно-промысловые испытания в терригенных и карбонатных коллекторах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Выполнена количественная интерпретация диаграмм электромагнитного зонда в интервалах песчано-глинистых коллекторов. Показано, что учет глинистости по его данным приводит к увеличению коэффициента нефтенасыщения до 10 % по сравнению с традиционными методами электрокаротажа.

Список литературы

1. Рытов С.М. Электромагнитные свойства мелкослоистой среды // Журнал экспериментальной и теоретической физики. – 1955. – Т. 29. – Вып. 5. – С. 605–616.

2. Альпин Л.М. Определение поперечного удельного сопротивления пластов по измерениям в скважинах // Изв. вузов. Геология и разведка. – 1978. – № 4. – С. 81–95.

3. Using Multicomponent Induction Log Data to Enhance Formation Evaluation in Deepwater Reservoirs from Campos Basin, Offshore Brasil / R.M. Gomes [et al.] // The SPWLA 43rd Annual Logging Symposium (Oiso, Japan, June 2–5, 2002): transactions. – Oiso, 2002.

4. Field Example of Enhanced Hydrocarbon Estimation in Thinly Laminated Formation with a Triaxial Array Induction Tool: a Laminated Sand-Shale Analysis with Anisotropic Shale / J. Clavaud [et al.] // The SPWLA 46th Annual Logging Symposium (New Orleans, Louisiana, USA, June 26–29, 2005): transactions. – New Orleans, 2005.

5. Каринский А.Д. Решения прямых задач о поле тороидальной антенны в анизотропной среде // Физика Земли. – 2003. – № 1. – C. 9–20.

6. Могилатов В.С., Борисов Г.А. Возбуждение слоистых геоэлектрических сред гармоническим магнитным током // Сибирский журнал индустриальной математики. – 2003. – Т. 6. – № 1. – С. 77–87.

7. Bittar M.S., Hu G. The Effects of Rock Anisotropy on LWD Toroidal Resistivity Sensors // The SPWLA 45th Annual Logging Symposium (Noordwijk, the Netherlands, June 6–9, 2004): transactions. – Noordwijk, 2004.

8. Gianzero S. The Paradox of Anisotropy Revisited // The Log Analyst. – 1999. – V. 40. – N. 6. – P. 485–491.

9. Hu G., Bittar M., Hou J. Evaluation of Horizontal Wells Using LWD Propagation Resistivity and Laterolog-Type Resistivity Logs // SPE-103150-MS. – 2006.

10. Пат. № 2528276 РФ. Устройство для измерения удельной электропроводности и электрической макроанизотропии горных пород / М.И. Эпов, В.Н. Еремин, А.К. Манштейн, А.Н. Петров, В.Н. Глинских; заявитель и патентообладатель ОАО «НК «Роснефть». – № 2013118612/28; заявл. 23.04.13; опубл. 10.09.14.

11. Пат. № 2578774 РФ. Устройство для регистрации характеристик электромагнитного поля с использованием тороидальных катушек / М.И. Эпов, М.И. Эпов, В.Н. Еремин, А.Н. Петров, В.Н. Глинских, И.В. Суродина, В.В. Киселев, М.Н. Никитенко; заявитель и патентообладатель ОАО «НК «Роснефть». – № 2015100397/28; заявл. 14.01.15; опубл. 27.03.16.

В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы ПАО «НК «Роснефть» за последние 10 лет открыто значительное число месторождений и залежей углеводородов в литологических и комбинированных ловушках, связанных с локальными зонами развития высокопродуктивных коллекторов в условиях моноклинального залегания пластов. Повсеместное развитие низкопроницаемых коллекторов, локальное неоднородное развитие улучшенных фильтрационно-емкостных свойств, а также отсутствие структурных ловушек делает стандартные подходы не подходящими для оценки ресурсов и геологических рисков для данных территорий.

В связи с этим разработана методика оценки ресурсов и рисков на основе системы категоризации объектов в зависимости от их изученности и этапа геолого-разведочных работ. В методике упрощен процесс оценки большого числа однотипных объектов за счет подбора общего набора подсчетных параметров.

В статье подробно рассмотрены методика оценки ресурсов в соответствии с предложенной системой категоризации и подходы к поиску высокопродуктивных объектов, а также основные особенности строения потенциальных залежей углеводородов. Дано описание подходов к оценке геологических рисков, в том числе на практических примерах. Благодаря большому опыту работы на данной территории ПАО «НК «Роснефть» для разработки специальных подходов и методик собрана большая база данных, позволившая дополнительно проверить предложенные методы оценки ресурсов.

Данная методика апробирована на серии геолого-разведочных активов ПАО «НК «Роснефть» и успешно применяется для экспресс-оценки перспективности потенциальных проектов.

Список литературы

1. Результаты проведения геолого-разведочных работ ПАО «НК «Роснефть» на лицензионных участках в Иркутской области за 10 лет / Я.И. Гордеев, А.В. Гайдук, А.В. Митюков, А.А. Филичев // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 15–17.

2. Выявление перспективных на нефть и газ объектов в подсолевом карбонатном комплексе Непско-Ботуобинской антеклизы по результатам переобработки и переинтерпретации архивных данных МОГТ-2D / А.В. Гайдук, А.Е. Фомин, Д.Н. Твердохлебов [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – № 3. – С. 44–48.

3. Закономерности развития перспективных карбонатных объектов в венд-кембрийском осадочном чехле южной части Сибирской платформы / А.В. Гайдук, Е.Г. Каширина, Н.А. Редькин [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – №3. – С. 28–31.

В современной практике сейсморазведки повсеместно профильные работы2D замещаются площадными высокоплотными работами 3D, а также осуществляется переход от узкоазимутальных сейсмических съемок к высокопроизводительным широкоазимутальным методикам для изучения сложнопостроенных объектов и анализа азимутальных параметров среды. В связи с этим необходимо тщательное планирование полевой методики с целью подбора оптимальной системы наблюдения для решения поставленных геологических задач с учетом геологического строения района работ и глубинно-скоростных особенностей изучаемого разреза.

В последние годы в ПАО «НК «Роснефть» в рамках повышения эффективности полевых сейсморазведочных работ и, как следствие, поисково-разведочного бурения внедряется комплекс работ по проектированию оптимальных систем наблюдения и конечно-разностному сейсмогеологическому моделированию на участках компании по всему миру.

Для проектирования оптимальных полевых систем наблюдения 3D в ПАО «НК «Роснефть» разработан собственный инновационный подход, основанный на последовательном многоуровневом уточнении системы наблюдения с использованием сейсмогеологического моделирования как в лучевом приближении, так и методом конечных разностей в 2D и 3D реализациях. Данный подход позволяет использовать применяемые технологии не только для расчета оптимальной полевой методики, но и для сопровождения или оперативной корректировки сейсмических наблюдений в ходе полевых работ, а также на этапах обработки и интерпретации для отождествления и оценки характеристик волн различной природы, выработки оптимального графа обработки, верификации и оценки эффективности выделения поисковых объектов на основе синтетических данных различной детальности.

В статье рассмотрено применение разработанного многоуровневого подхода к проектированию оптимальных систем наблюдения 3D на основе сейсмогеологического моделирования для лицензионных участков Самарской области. Дано описание теоретического расчета параметров системы наблюдения на основе априорной информации о площади, показана эффективность результатов 2D/3D лучевого трассирования и конечно-разностного моделирования с целью создания оптимальной системы наблюдения для решения поставленных геологических задач. Применение данной методики позволяет тщательно планировать полевые наблюдения и обеспечить необходимое качество регистрации сейсмических волн в сейсмогеологических условиях изучаемого участка работ.

Список литературы

1. An improved survey evaluation and design workflow / Z. Zuhlsdorff, H. Gjoystdal, M. Branston [et al.] // 72th EAGE Conference and Exhibition. – Barcelona. – 2010.

2. Логовской В.И. Роль и содержание системного подхода к сейсморазведке // Приборы и системы разведочной геофизики. – 2009. – № 2. – С. 9–14.

3. Biondi B.L. 3D seismic imaging. – Stanford: Stanford university, 2004. – 368 р.

4. Cordsen A., Galbraith M., Peirce J. Planning Land 3-D Seismic Surveys. – Society of Exploration Geophysicists, 2000. – 232 р.

5. Vermeer Gijs O. 3-D Seismic Survey Design // Society of Eploration Geophisicists, 2000. – 217 p.

6. Шнеерсон М.Б., Жуков А.П., Белоусов А.В. Технология и методика пространственной сейсморазведки. – М.: Спектр, 2009. – 112 с.

7. Литвиченко Д.А., Сорокин А.С., Назыров Д.Д. Применение технологии лучевого моделирования при проектировании системы сейсмических наблюдений 3D в сейсмогеологических условиях Западной Сибири // Конференция EAGE «Геомодель-2016». – 2016.

8. Конечно-разностное сейсмогеологическое моделирование с целью повышения эффективности обработки и качества интерпретации сейсмических данных / Д.Н. Твердохлебов, Е.А. Данько, Е.Г. Каширина [и др.]  // Геофизика. – 2017. – № 6. – С. 10–18.

9. Meunier J. Seismic Acquisition from yesterday to tomorrow // Society of Eploration Geophisicists, 2011. – 249 p.

10. Притчетт У. Получение надежных данных сейсморазведки. – М.: Мир, 1999. – 448 с.

Данная статья продолжает цикл публикаций, посвященных проблеме обеспечения айсберговой безопасности при поисково-разведочном бурении в акваториях арктических морей. ПАО «НК «Роснефть» в 2016-2017 гг. совместно с ФГБУ «Арктический и антарктический научно-исследовательский институт» и при участии ООО «Арктический Научный Центр» проведены экспериментальные работы по определению возможности изменения траектории дрейфа айсбергов различными методами физического воздействия. Серия из почти 40 экспериментов выполнялась различными судами при различных гидрометеорологических и ледовых условиях. Для буксировки айсбергов были привлечены дизельные ледоколы разных проектов «Капитан Драницын» и «Новороссийск», а также научно-экспедиционное судно «Академик Трешников».

С помощью инструментальных комплексов регистрировались различные параметры экспериментов: положение айсберга и судна, сила натяжения буксировочного каната/сетки, мощность на винтах, направление и сила ветра/течения и др.

Полученные данные использованы для разработки методики проведения и обработки экспериментов по буксировке айсбергов. Разработана матрица ограничений по погодным условиям процесса буксировки для условий Российской Арктики. Получена зависимость коэффициента сопротивления айсберга при буксировке от его геометрических параметров. На основе полученных данных поставлена математическая задача буксировки айсбергов различной массы, показано определяющее значение долгопериодных и короткопериодных колебаний при буксировке айсбергов. Предложена оптимальная тактика отклонения айсбергов от морских нефтегазопромысловых сооружений в зависимости от характеристик применяемых судов.

Список литературы

1. Разработка технологии буксировки айсбергов для снижения айсберговой опасности при освоении лицензионных участков на арктическом шельфе / К.А. Корнишин, П.А. Тарасов, Я.О. Ефимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 48–51.

2. Исследования дрейфа ледяных образований на шельфе Российской Арктики с помощью автоматических радиомаяков спутниковой системы ARGOS / И.В. Бузин, Е.У. Миронов, Н.А. Сухих [и др.] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2016. – Вып. 4. – С. 4–9.

3. Исследование ледников Российской Арктики для обеспечения айсберговой безопасности работ на шельфе / О.Я. Сочнев, К.А. Корнишин, П.А. Тарасов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 10. – С. 92–97.

В статье представлены результаты моделирования устойчивости ствола горизонтальной скважины на Косухинском месторождении Западной Сибири (ПАО «НК «Роснефть»). В планах ПАО «НК «Роснефть» было намечено бурение горизонтальной скважины на отложения тюменской свиты (пласты Ю₃, Ю₄). Для данного района бурения характерны высокие риски обрушений ствола скважин. Несколько стволов скважин было ликвидировано в результате сдвиговых разрушений в интервалах наиболее неустойчивых глинистых отложений ачимовского, абалакского и тюменского возраста.

По результатам расчетов устойчивости для опорных скважин определено, что плотности бурового раствора было недостаточно для поддержания стенок скважины в устойчивом состоянии: многочисленные затяжки, посадки и проработки наблюдались в интервале ачимовских и сортымских отложений, а также в абалакской свите. В результате спуски эксплуатационных колонн сопровождались посадками, что приводило к скачкам давления и поглощениям. Увеличение веса бурового раствора при бурении нескольких скважин в итоге позволило успешно спустить колонну и закончить скважину. По результатам анализа бурения скважин также выявлено, что с увеличением зенитного угла вскрытия нестабильных глин в ачимовских, абалакских и тюменских отложениях (пласт Ю₂)вероятность сдвиговых обрушений возрастает.

Для снижения рисков осложнений при бурении плановой скважины в проблемном интервале неустойчивых глинистых пород рекомендована плотность бурового раствора на основании геомеханической модели. Несоблюдение рекомендаций привело к осложнениям, однако их дальнейший учет позволил успешно пробурить плановую горизонтальную скважину.

Список литературы

1. Morales R.H., Marcinew R.P. Fracturing of high-permeability formations: mechanical properties correlations // SPE 26561. – 1993.

2. Прочностные свойства, упругие модули и коэффициенты сжимаемости горных пород месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» / В. Вавилин, В. Колпаков, Ю. Романов [и др.] // SPE 182028. – 2016.

3. Zoback M.D. Reservoir geomechanics. – Cambridge: Cambridge University Press, 2007.

4. Построение трехмерной геомеханической модели месторождения на Сахалинском шельфе с целью планирования многостадийного гидроразрыва пласта / М.Р. Ганаева, С.С. Суходанова, Руслан Р. Халиулин, Рустам Р. Халиулин // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 6. – С. 108–111.

5. Геомеханическое моделирование березовской свиты для планирования разработки Харампурского месторождения / Р.Ф. Меликов, В.А. Павлов, А.А. Красников [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 1. – С. 33–39.

Статья посвящена валидации математической модели трещины гидроразрыва класса Planar3D, реализованной в корпоративном симуляторе гидроразрыва пласта «РН‑ГРИД». Симулятор гидроразрыва пласта (ГРП) представляет собой специализированное программное обеспечение для математического моделирования и инженерного анализа процесса создания трещин при проведении ГРП. Симулятор позволяет выполнять расчет геометрии трещины ГРП и технологических параметров проведения обработки с учетом геологического строения пласта, геомеханических свойств слагающих пород, параметров закачки жидкости разрыва и проппанта.

Валидация модели развития трещины ГРП проводилась путем сравнения результатов математического моделирования в рамках разработанной модели с результатами экспериментальных исследований на лабораторной установке из органического стекла.

В статье рассмотрены два характерных сценария развития трещины, причем один из них — рост трещины в область пониженных напряжений — традиционно считается сложным для численного моделирования с использованием упрощенных моделей трещины ГРП класса Pseudo3D. Проведенные сопоставления показывают хорошее согласие результатов моделирования в рамках разработанной модели класса Planar3D с результатами экспериментальных исследований для каждого из рассмотренных случаев. Помимо сопоставления с экспериментальными данными выполнено сравнение результатов численного моделирования в «РН-ГРИД» и результатов моделирования в стороннем симуляторе ГРП класса Planar3D для каждого из рассмотренных случаев. Отмечается хорошее совпадение результатов моделирования в данных симуляторах.

Отмечено, что применение симулятора с экспериментально проверенной моделью ГРП позволяет выполнять физически достоверное моделирование данного сложного процесса, принимать обоснованные инженерные решения при проектировании операций и повышать эффективность применения ГРП.

Список литературы

1. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта: от математической модели к программной реализации / А.В. Аксаков, О.С. Борщук, И.С. Желтова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 35–40.

2. Корпоративный симулятор гидроразрыва пласта «РН-ГРИД»: от программной реализации к промышленному внедрению / А.А. Ахтямов, Г.А. Макеев, К.Н. Байдюков [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 5. – С. 94–97.

3. Concepts of Model Verification and Validation. – Los Alamos National Laboratory / B. Thacker [et al.]. – 2004. – URL: http://www.ltasvis.ulg.ac.be/cmsms/uploads/File/Los­Alamos_VerificationValidation.pdf.

4. Jeffrey R.G., Bunger A.P. A Detailed Comparison of Experimental and Numerical Data on Hydraulic Fracture Height Growth Through Stress Contrasts // SPE 106030. – 2009.

5. A comparison of numerical and experimental results of hydraulic fracture growth into a zone of lower confining stress / R. Wu, A.P. Bunger, R.G Jeffrey, E. Siebrits // The 42nd U.S. Rock Mechanics Symposium (USRMS), 29 June-2 July, San Francisco, California. – 2008. – ID: ARMA 08-267. – URL: https://www.onepetro.org/ conference-paper/ARMA-08-267.

6. Siebrits E., Peirce A.P. An efficient multi‐layer planar 3D fracture growth algorithm using a fixed mesh approach // Int. J. Numer. Meth. Engng. – 2002. – № 53. – P. 691–717. – DOI:10.1002/nme.308.

7. Peirce A.P., Siebrits E. A dual mesh multigrid preconditioner for the efficient solution of hydraulically driven fracture problems // Int. J. Numer. Meth. Engng. – 2005. – № 63. – P. 1797–1823. – DOI:10.1002/nme.1330.

В рамках инновационной деятельности ПАО «НК «Роснефть»  реализуется целевой инновационный проект по разработке технологии подготовки природного и нефтяного газа с использованием оборудования на основе микропористых мембран. В статье описаны результаты промысловых испытаний опытной установки мембранной подготовки нефтяного газа проектной производительностью 10 м³/ч на базе предприятий АО «Нефтегорский ГПЗ». Опытная установка включала блок пертракции с мембранным контактором на половолоконных мембранах на основе полипропилена с размером пор 100×500 нм и использованием 20 % раствора моноэтаноламина в качестве абсорбента и блок капиллярной конденсации на нанопористых мембранах с диаметром пор селективного слоя менее 10 нм. Работа проводилась в два этапа: на низкосернистом нефтяном газе и на высокосернистом сырье. На первом этапе в качестве сырья использовался газ II ступени сепарации с объемным содержанием фракции C₃₊ 24,1 %, CO₂ - 0,21 %, сероводорода - 24,1 мг/м³, меркаптановой серы - 49,3 мг/м³ при давлении 0,7 МПа. На втором этапе сырьем являлся газ III ступени сепарации с объемным содержанием фракции C₃₊ 51,2 %, CO₂ - 0,87 %, сероводорода - 23 г/м³ (соответствует объемному содержанию H₂S 1,95 %), меркаптановой серы - более 100 мг/м³ при давлении 0,43 МПа. В ходе экспериментов на первом этапе содержание сероводорода и меркаптановой серы удалось снизить до остаточных концентраций соответственно менее 1 мг/м³ и 9,5 мг/м³, уменьшить температуру точки росы подготовленного газа до -37 °С по воде и до -36 °С по углеводородам при производительности 12,5 м³/ч. Показана возможность увеличения производительности опытной установки до 40 м³/ч без существенного ухудшения характеристик подготовленного газа. В ходе экспериментов на втором этапе на блоке петракции содержание сероводорода и углекислого газа было снижено до остаточных концентраций соответственно менее 1 мг/м³ и 0,02 %. Последовательное включение блока капиллярной конденсации позволило подготовить нефтяной газ III ступени по показателям содержания меркаптановой серы менее 5 мг/м³, и температурам точки росы по воде и углеводородам -31°С при потоке сырьевого газа 10,2 м³/ч. Потери метана и этана при очистке составили соответственно менее 5 и 7 % исходного содержания в газах II и III ступеней сепарации. Полученные результаты промышленных испытаний подтвердили, что технологии пертракции и капиллярной конденсации могут быть использованы для подготовки природного и нефтяного газа перед транспортировкой и поставкой потребителю в соответствии с требованиями СТО Газпром 089-2010.

Список литературы

1. Kohl A.L., Nielsen R. Gas Purification. – Houston, Texas: Gulf Publishing Company, 1997. – 900 p.

2. Применение мембранной технологии разделения газов для подготовки газа в ООО «РН-Краснодарнефтегаз» / Ф.А. Бочков, А.Н. Белошапка, В.В. Рыбин [и др.]// Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 8. –  С. 66-68.

3. Supersonic separation in onshore natural gas dew point plant / P.B. Machado, J.G.M. Monteiro, J.L. Medeiros [et al.] // Journal of Natural Gas Science and Engineering. – 2012. – V. 6. – P. 43-49.

4. Yu C.H., Huang C.H., Tan C.S. A review of CO2 capture by absorption and adsorption // Aerosol and Air Quality Research.  – 2012. – V. 12. – P. 745–769.

5. Baker R.W., Lokhandwala K. Natural Gas Processing with Membranes: An Overview // Industrial & Engineering Chemistry Research. – 2008. – V. 47. –  P. 2109-2121.

6. Enhanced gas separation factors of microporous polymer constrained in the channels of anodic alumina membranes / E. Chernova, D. Petukhov, O. Boytsova [et al.] // Scientific reports. – 2016. – V. 6. – art. 31183.

7. Solntsev K.A., Eliseev A.A. Experimental and Theoretical Study of Enhanced Vapor Transport through Nanochannels of Anodic Alumina Membranes in a Capillary Condensation Regime / D.I. Petukhov, M.V. Berekchiian, E.S. Pyatkov [et al.] // Journal of Phiysical Chemistry C. 26-5-2016. – V. 120. – N. 20. – P. 10982-10990.

8. Удаление тяжелых углеводородов из нефтяного газа с использованием капиллярной конденсации на микропористых мембранах / Д.И. Петухов, А.В. Лукашин, А.А. Елисеев [и др.] // Научно- технический вестник ОАО «НК» Роснефть». – 2015. – № 4. – С. 27-31.

9. Подготовка нефтяного газа с использованием капиллярной конденсации в порах асимметричных мембран анодного оксида алюминия / Е.С. Пятков, В.Н. Суртаев, Д.И. Петухов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 82-85.

10. Очистка нефтяных газов от кислых компонентов с использованием метода пертракции на микропористых мембранах / Д.И. Петухов, А.А.  Поярков, Е.А. Чернова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 11. – С. 55-58.

11. Klaassen R., Feron P.H.M., Jansen A.E. Membrane contactors in industrial applications // Chemical Engineering Research & Design. – 2005. – V. 83. –  P. 234-246.

12. Пат. № 2596257 РФ. Способ фракционирования смесей низкомолекулярных углеводородов с использованием капиллярной конденсации на микропористых мембранах / А.А. Елисеев, Д.И. Петухов, А.А. Елисеев, В.А. Броцман, А.В. Лукашин; заявитель и патентообладатель ПАО «НК «Роснефть». – № 2015116152; заявл. 29.04.15; опубл. 10.09.16.

Одной из ключевых задач при эксплуатации механизированного фонда скважин является снижение капитальных и операционных затрат на добычу жидкости. Поскольку доля операционных затрат на электроэнергию значительна, большое внимание уделяется проблеме повышения энергоэффективности. Однако, как правило, стоимость энергоэффективного оборудования выше стоимости стандартного, в связи с чем возникает вопрос определения областей его экономически целесообразного применения. В статье описаны подходы, используемые в ПАО «НК «Роснефть» при выборе одного из узлов установок электроцентробежных насосов – погружных электродвигателей с учетом достижения эффекта снижения совокупных затрат. ПАО «НК «Роснефть» первой среди российских нефтегазодобывающих компаний провела испытания погружных электродвигателей с повышенным напряжением и в настоящее время стала лидером в области их применения. На примере одного из нефтегазодобывающих предприятий, входящих в группу ПАО «НК «Роснефть» - АО «РН-Няганьнефтегаз», показана динамика внедрения погружных электродвигателей с повышенным напряжением. Отмечено, что их применение при комплектации установок электроцентробежных насосов не привела к снижению показателя наработки на отказ. Рабочий ток при использовании погружных двигателей с повышенным напряжением снижается, что позволяет комплектовать установку кабелем с меньшим сечением токопроводящих жил. Переход на кабели с меньшим сечением жил дает возможность снижать капитальные затраты. В статье приведена динамика внедрения энергоэффективных погружных электродвигателей на месторождениях ПАО «НК «Роснефть». Представлена упрощенная матрица их выбора с учетом экономической целесообразности при существующих в 2018 г. ценах на оборудование и тарифах за электроэнергию. Дано подробное описание причин относительно небольших объемов применения вентильных погружных электродвигателей Показаны области возможного увеличения их использования. Определены первостепенные задачи для производителей данного оборудования и специалистов ПАО «НК «Роснефть».

Список литературы

1. Вопросы энергоэффективности установок электроприводных центробежных насосов / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Деговцев [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2016. –  № 4. – С. 25–30.

2. Maston L.  Economic consideration for sizing tubing and power cable for electric submersible pumps // SPE 15423-РА. – 1988.

3. Погружные электродвигатели с повышенным напряжением – двойной эффект без инвестиций / С.Б. Якимов, М.Н. Каверин, В.П. Тарасов [и др.] // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2012. – № 3. – С. 75–81.

4. Гинзбург М.Я. Выбор погружных электродвигателей: экономические и технологические критерии // Нефтегазовая вертикаль. НГВ технологии. – 2015. – № 9. – С. 7–12.

5. Якимов С.Б., Каверин М.Н., Тарасов В.П. Оптимизация сечения кабеля УЭЦН – простая и эффективная технология энергосбережения // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2012. – № 3. – С. 53–57.

6. Рабинович А.И. Технология энергосберегающей добычи нефти с использованием погружных электроприводных центробежных насосов. Анализ проблем и пути решения. – Пермь: Изд-во Пермского национального исследовательского политехнического университета, 2017. – 72 с.

7. Якимов С.Б., Каверин М.Н., Тарасов В.П. Анализ эффективности применения вентильных двигателей ПК «Борец» для снижения энергопотребления. // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2011. – № 3. – С. 44–48.

8. Пошвин Е.В., Кошелев С., Хоцянов И. Погружные вентильные электродвигатели. История, конструктивные особенности, возможности / А. Санталов, О. Перельман, А.И. Рабинович  // Нефтегазовая вертикаль. – 2011. –  № 12. – С. 58–65.

9. Якимов С.Б. Современное состояние и перспективные направления снижения тепловых потерь в кабельных линиях УЭЦН большой мощности в ОАО «НК «Роснефть» // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. –  2016. – № 3. – С. 40–46.

10. О влиянии фракционного состава абразивных частиц в добываемой жидкости на виды износа деталей электроцентробежных насосов / С.Б. Якимов, В.Н. Ивановский, А.В. Деговцов  [и др.] // Территория «нефтегаз». – 2017. – № 11. – С. 32–38.

Одной из основных проблем эксплуатации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), на Самотлорском нефтяном месторождении, разрабатываемом компанией ПАО «НК «Роснефть», является повышенный вынос абразивных частиц. По минералогическому составу абразивные частицы представлены преимущественно кварцем и небольшой долей плагиоклаза, относятся к крупноалевролитовой и мелкопесчаной группам. Присутствие в добываемой жидкости абразивных частиц вызывает ускоренный износ и засорение рабочих органов УЭЦН и оказывает значительное негативное влияние на показатели наработки установок.

В статье представлены результаты анализа эффективности применения сепараторов песка (десендеров) для защиты оборудования при эксплуатации скважин, значительно осложненных выносом абразивных частиц. На основании данных об отказах до и после использования сепараторов песка в 168 скважинах пластов групп АВ и ПК, изучено изменение обшей надежности УЭЦН. Применение сепараторов песка позволило увеличить среднюю наработку на отказ на 78 сут. При эксплуатации оборудования без сепараторов песка распределениечисла отказов по интервалам наработки описывается логарифмической функцией: наибольшее число отказов происходит при небольшой наработке и по мере ее увеличения число отказов снижается. В случае использования сепараторов песка основная доля отказов происходит уже не в первые месяцы работы, а распределяется по полиномной зависимости с максимальной частотой в интервале 180-240 сут. Основной эффект от применения сепараторов песка достигается за счет уменьшения числаслучаев заклинивания насоса и снижения его подачи из-за засорения или ускоренного износа рабочих органов. Дополнительно установлено, что использование сепараторов песка не оказывает заметного влияния на структуру видов износа рабочих органов насосов, но позволяет увеличить время работы оборудования. С учетом текущей стоимости сепараторов песка и достигаемого среднего эффекта по увеличению наработки применение данных устройств в условиях Самотлорского месторождения экономически целесообразно. Вместе с тем применение сепараторов песка в условиях Самотлорского месторождения не позволяет полностью решить вопрос защиты УЭЦН, поэтому с целью увеличения наработки на отказ в скважинах, в наибольшей степени осложненных выносом песка, следует вести поиск новых технологий.

Список литературы

1. Coffee St., Briffett M. Downhole desander prevents ESP damage in high-watercut well // Oil&gas Journal. – 2001. – № 5. – Вып. 11.

2. Якимов С.Б. Сепараторы песка для защиты погружных насосов. Текущая ситуация и перспективы применения технологии // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2014. –  № 2. – С. 44–58.

3. Исследование эффективности десендеров для защиты погружных насосов  / В.Н. Ивановский, А.А. Сабиров, А.В. Булат, С.Б. Якимов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. – № 3. – C. 19–25.

4. Гарифуллин А.Р. Басов С.Г. Методы защиты УЭЦН от мехпримесей // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2010. – № 9. – С. 70–72.

5. Лыкова Н.А. Оборудование для работы УЭЦН в условиях интенсивного выноса механических примесей // АРСЕНАЛ НЕФТЕДОБЫЧИ. – 2017. – № 20. – С. 21–25.

6. Колмаков Е.А., Зеньков И.В. Перспективные конструкции фильтров в составе УЭЦН // Тр. Международной научно-практической конференции «Природные и интеллектуальные ресурсы Сибири СИБРЕСУРС 2016». –

Кемерово: КузГТУ, 2016.

7. Якимов С.Б. Индекс агрессивности выносимых частиц на месторождениях ТНК-ВР в Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 9. – С. 33–38.

8. Петрофизические методы исследования кернового материала. (Терригенные отложения). Кн.1 / М.К. Иванов, Ю.К. Бурлин,  Г.А. Калмыков [и др.]. – М.: Изд-во Московского ун-та, 2008. – С. 14–15.

9. Takacs G. Electrical Submersible Pump Manual. – Gardners Books, 2009. – 420 р.

10. О влиянии фракционного состава абразивных частиц в добываемой жидкости на виды износа деталей электроцентробежных насосов / С.Б. Якимов, В.Н. Ивановский, А.В. Деговцов [и др.] // Территория НЕФТЕГАЗ. – 2017. – № 11. – С. 32–38.

11. Якимов С.Б., Шпортко А.А., Шалагин Ю.Ю. О путях повышения надежности газосепараторов ЭЦН на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2017. –  № 1.  – С. 33–39.

12. Якимов С.Б. О выборе технологий защиты подземного оборудования от песка с учетом динамики его выноса при запуске скважин на Самотлорском нефтяном месторождении. //Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2013. –  № 6. – С. 81–89.

13. О способах увеличения времени эффективного действия десендеров для защиты ЭЦН от песка на Самотлорском месторождении / С.Б. Якимов, А.В. Пушкарев, Е.Г. Ветохин, С.М. Подкорытов  // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2015. – № 6. – С. 55–60.

В 2018 г. в 17 дочерних обществах ПАО «НК «Роснефть» в промышленную эксплуатацию введена корпоративная информационная система (ИС) «Мехфонд». Целью проекта ИС «Мехфонд» является повышение эффективности управления механизированным фондом за счет стандартизации, автоматизации и повышения эффективности процессов мониторинга, анализа и принятия технологических решений по эксплуатации механизированного фонда скважин. ИС обеспечивает возможность работы специалистов технологической службы нефтегазодобывающих обществ, научно-исследовательских институтов, центрального аппарата ПАО «НК «Роснефть» в едином информационном поле при решении бизнес - задач, относящихся к управлению эксплуатацией оборудования, управлению фондом скважин и технологическими режимами. В ИС реализована автоматизация расчета и подбора оборудования для процессов добычи углеводородного сырья (установок электроцентробежных (УЭЦН), скважинных штанговых (УСШН), штанговых винтовых (УШВН) и электровинтовых (УЭВН) насосов) с учетом параметров энергопотребления и осложняющих факторов.

В статье представлен состав ИС «Мехфонд», дано описание назначения подсистем «Управление механизированным фондом», «Дизайн оборудования» и входящих в них модулей. По итогам внедрения базового функционала обеспечена оптимизация рабочего времени технологического персонала в дочерних обществах ПАО «НК «Роснефть» и повышение качества мониторинга работы механизированного фонда за счет автоматизации анализа, расчетов скважинного оборудования, определения осложняющих факторов и выявления скважин с отклонениями от технологических режимов работы.

В рамках развития ИС «Мехфонд» на ближайшие 5 лет запланировано к реализации более 35 функциональных изменений и дополнений, в том числе направленных на развитие искусственного интеллекта.

Список литературы

1. Гарифулин А.Р., Сливка П.И., Габдулов Р.Р. Система автоматического управления операциями по добыче нефти и газа – интеллектуальные скважины // Нефть. Газ. Новации. – 2017. – № 12. – С. 24–32.

2. Косилов Д.А. Повышение эффективности управления мехфондом скважин в текущих макроэкономических условиях // Инженерная практика. – 2015. – № 12. – С. 8–11.

3. Топольников А.С. Прогнозирование осложнений при эксплуатации механизированных скважин с помощью программы RosPump // Инженерная практика. – 2014. – № 2. – С. 48–53.

4. Тарасов В.П., Куряев С.В., Голубь И.М. Использование специализированного ПО для расчета энергопотребления на механизированном фонде скважин // Инженерная практика. – 2016. – № 3. – С. 22–25.

Традиционный подход к вероятностной оценке ресурсов основан на раздельной оценке каждой потенциальной залежи с последующим агрегированием этих оценок. В рамках данного подхода невозможно корректно учесть зависимость между подтверждением и неподтверждением отдельных залежей, обусловленную общностью геологических факторов, контролирующих формирование залежей, для группы генетически связанных между собой поисковых объектов. В зависимости от метода агрегирования происходит либо завышение, либо занижение суммарных ресурсов, величина этой ошибки может быть значительной. Данный недостаток может оказаться критическим при проведении геолого-экономической оценки мелких поисковых объектов, разработка которых по отдельности является нерентабельной.

В статье кратко изложен метод совместной вероятностной оценки всего набора поисковых объектов, не требующий операции агрегирования и позволяющий избежать связанных с ней искажений. Выполнен обзор опыта применения данного метода на материале поисковых участков ПАО АНК «Башнефть». Кроме того, в статье продемонстрировано наличие корреляционной связи между произвольной величиной ресурсов и наиболее вероятным, «характерным» для данной величины, набором залежей. Предложено использовать эту корреляционную связь при формировании расчетных вариантов разработки и поверхностного обустройства. Это позволяет уйти от «интуитивных» подходов к формированию наборов залежей для сценарных расчетов, автоматизировать процесс, а также повысить качество геолого-экономической оценки поисковых участков и отдельных структур, к которым приурочено несколько потенциально продуктивных пластов. Данный подход к формированию расчетных вариантов также прошел длительную апробацию в ПАО АНК «Башнефть».

Список литературы

1. Шатров С.В. Вероятностная оценка ресурсов нефти блока 12 в Ираке // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 4. – С. 86-89.

2. Поляков А.А., Мурзин Ш.М. Международный опыт анализа геологических рисков // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012.– Т. 7. – № 4. – 29 с.

3. Захаров А.Г., Станекзай Н.М. Разработка пилотного модуля для оценки ресурсной базы углеводородов новых активов с учетом геологических рисков. // Актуальные научно-технические решения для развития нефтедобывающего потенциала ПАО АНК «Башнефть». – Уфа: БашНИПИнефть. – 2016. – С. 30-36.

4. Шатров С.В., Котенев Ю.А. Дискретизация вероятностных распределений для формирования дерева вариантов при оценке геологоразведочных активов углеводородного сырья // Нефтегазовое дело. – 2015. – Т. 13. – № 3. – С.22-29.       

Эффективный процесс освоения трудноизвлекаемых запасов, к которым относятся плотные слабопроницаемые породы доманиковых отложений, невозможен без комплексного подхода, связанного как с лабораторным изучением образцов керна специализированными методами с учетом современных требований к комплексу геофизических скважинных исследований, так и с предварительным моделированием процессов стимуляции пластов, разработкой новых технологий воздействия.

В результате проведенных исследований получены характеристики доманиковых отложений с точки зрения типа и содержания глинистых минералов, литологического состава пород, пористости, нефтенасыщенности. Полученные данные являются основой для дальнейшего подбора интервалов освоения отложений и методов стимуляции.

Адекватный подбор технологий освоения и стимуляции пластов базируется также на изучении характеристик флюидов доманиковых отложений. Выполненные исследования ориентированы на усовершенствование процесса дренирования нефти в породах в части повышения дебита скважин доманиковых отложений Бавлинского месторождения. При исследовании концентрации углеводородных компонентов в составе исследуемых проб нефти доманиковых отложений по скважинам отмечено, что с увеличением молекулярной массы углеводородного компонента снижается концентрация нормальных алканов в общем составе. По данным выполненного количественного анализа методом газожидкостной хроматографии сделан вывод, что динамика концентрации компонентов нефти, отобранной из исследуемых скважин, не претерпевает серьезных изменений в процессе добычи. При исследовании реологических характеристик отмечена однородность свойств нефти и получены новые сведения об аномальных вязкостных свойствах исследуемой нефти. Выявленные зависимости предложено использовать для совершенствования имеющихся и создания новых технологий эффективной разработки доманиковых отложений.

В статье приведены результаты мониторинга развития трещин после многозонного гидроразрыва пласта в одной из скважин с учетом направления развития аномалий и трещиноватости, по данным которого установлена причина обводнения скважины.

Показано, что освоение нетрадиционных для региона отложений – плотных, слабопроницаемых карбонатных пород требует значительных материальных вложений и интеллектуальных ресурсов. Однако эффективная работа с доманиковыми отложениями сегодня, как и с другими категориями трудноизвлекаемых запасов, является основой стабильности нефтяной промышленности в будущем.

Список литературы

1. Методические рекомендации по применению ядерно-физических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж, для оценки нефте- и газонасыщенности пород-коллекторов в обсаженных скважинах / под ред. В.И. Петерсилье и Г.Г. Яценко. – М.-Тверь: ГЕРС, 2006. – 40 с.

2. Геофизические исследования скважин: справочник мастера по промысловой геофизике/ под общей ред. В.Г. Мартынова, Н.Е. Лазуткиной, М.С. Хохловой. – М.: Инфраинженерия, 2009. – 960 с.

Сопоставление результатов анализа выработки запасов нефти различных залежей и участков месторождений, находящихся на разных стадиях разработки и различающихся по свойствам, является нетривиальной задачей. На примере опыта разработки шельфовых нефтяных залежей СП «Вьетсовпетро» предложена методика блочного ранжирования остаточных запасов нефти на основе многофакторного анализа показателей гидродинамического моделирования. Интерес к данной теме заключается в отсутствии единого структурированного подхода к анализу остаточных запасов, начиная с выделения объектов изучения, описания их характеристик и сравнении между собой в сопоставимом масштабе для последующего принятия решения о целесообразности геолого-технических мероприятий и их первоочередности. В статье предложено одно из решений задачи быстрого выбора перспективных блоков с позиции сопоставления остаточных запасов нефти разных участков залежей с учетом сопутствующих факторов. Выведенный опытным путем алгоритм служит повышению эффективности обработки массива данных характеризующих текущее состояние разработки отдельных участков месторождений для выделения объектов оптимизации выработки запасов углеводородов. Основой массива данных и одним из ключевых инструментов являются результаты геолого-гидродинамического моделирования. С помощью геолого-гидродинамической модели выделены геолого-промысловые блоки и дана их характеристика. Проведен детализированный анализ состояния выработки запасов нефти различных участков месторождений на разных стадиях и при разных схемах разработки. Полученные результаты использованы для дальнейшего выбора и обоснования геолого-технических мероприятий, включающих уплотнение сетки скважин и оптимизацию системы заводнения.

В статье дана краткая геологическая характеристика Южно-Коншонского бассейна, расположенного на территории Социалистической Республики Вьетнам, рассмотрены геолого-промысловые характеристики основных литолого-стратиграфических комплексов. Приведены основные данные бурения скважин на Блоке 12/11 шельфа Вьетнама. Представлены результаты проведенных геолого-технологических мероприятий (ГТМ), направленных на интенсификацию притока углеводородов в скважину. Показано, что рименение ГРП позволяет достигать экономически рентабельных дебитов путем вовлечения в разработку запасов углеводородов, находящихся в плотных коллекторах-песчаниках.

Приведены результаты разведочного бурения на структуре E-F, расположенной на Блоке 12/11. Рассмотрен успешный опыт и результаты реализации испытаний продуктивных интервалов в терригенных отложениях олигоцена в разведочной скв. 12/11-EF-1X с применением ГРП. Показана эффективность применения ГРП в пластах с низкими фильтрационными характеристиками на основе фактических данных. Дано детальное описание выполненных технологических операций.

Приведены параметры, дизайн ГРП, марка, основные характеристики и объем проппанта, закачанного в каждый из продуктивных пластов, а также результаты проведения ГРП.

Описаны процессы проектирования и причины корректировки дизайнов ГРП исходя из полученного опыта для улучшения результатов обработки продуктивных пластов. Приведены основные параметры трещины (полудлина, ширина, высота) для каждого продуктивного пласта.

В результате выполненных работ средний дебит газа увеличился в 7 раз по сравнению с дебитом до проведения ГРП. Сделаны вывод о целесообразности проведения ГРП в низкопроницаемых плотных песчаных коллекторов, а также даны рекомендации о проведении многостадийных ГРП для вовлечения продуктивных пластов в разработку.

Список литературы

1. Половинкин О.М. Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности северной глубоководной части бассейна Южный Коншон Вьетнама: дис. канд. геол.-минер. наук. – М., 2016.

2. Силантьев Ю.Б., Фи Мань Тунг. Нефтегазовая геостатистика Вьетнама (в аспекте прогноза новых открытий) // Вести газовой науки. – 2014. – № 3. – С. 129–131.

3. Экономидис М., Олайни Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта / пер. М. Углова. – М.: ПетроАльянс Сервисис Компани Лтд., 2004. – 194 с.

4. Baker Hughes Incorporated. Пакет программ «Meyer» для моделирования гидроразрыва («MFrac»). Справочник пользователя. 2013.

Одной из наиболее актуальных задач при строительстве скважин с большим отходом от вертикали является необходимость обеспечения устойчивости стенок скважины в интервалах глинистых отложений, вскрываемых под большими зенитными углами. Для решения этой задачи ведущими мировыми компаниями предложен ряд подходов, которые позволяют значительно снизить вероятность возникновения осложнений. Однако не во всех случаях удается добиться положительных результатов по обеспечению устойчивости стенок скважины, и тогда добывающие компании несут существенные убытки.

В филиале «ПермНИПИнефть» разработана комплексная технология безаварийной проводки скважин с горизонтальным окончанием. Технология включаетя физико-механические исследования свойств горных пород в условиях, приближенных к пластовым; построение геомеханической модели устойчивости пород; обоснование компонентного состава бурового раствора по результатам исследования процессов изменения структуры и прочностных свойств пород под воздействием растворов; расчет гидравлической программы промывки и скоростей спускоподъемных операций. Технология успешно прошла опытно-промысловые испытания (ОПИ) при бурении горизонтальной скважины на одном из месторождений Пермского края. С учетом положительного опыта применения комплексной технологии в Пермском края технология адаптирована к условиям строительства горизонтальных скважин на девонские отложения Пашнинского месторождения (Сосногорский район Республики Коми).

В статье рассмотрен алгоритм построения геомеханической модели устойчивости пород на примере Пашнинского месторождения. Приведены результаты исследований по выбору и обоснованию компонентного состава инвертного эмульсионного бурового раствора с целью обеспечения устойчивости ствола скважины в интервалах тиманских, саргаевских и джъерских отложений. При исследованиях использован комплекс современных методов, в том числе электронно-микроскопический метод и рентгеновская томография.

Эффективность разработанной комплексной технологии, включающей построение геомеханической модели устойчивости пород и оптимизацию рецептуры бурового раствора, подтверждена результатами ОПИ при бурении горизонтальной скважины на Пашнинском месторождении.

Список литературы

1. Геомеханическое моделирование как неотъемлемая часть комплексного подхода к строительству скважин в сложных горно-геологических условиях/ О.В. Гаршина, А.А. Предеин, П.И. Клыков [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 5. – С. 28-33.

2. Рыбальченко Ю.М. Разработка промывочной жидкости для бурения разведочных скважин в осложненных условиях: дис... канд. техн. наук. – М., 2009. – 150 с.

3. Некрасова И.Л., Гаршина О.В., Хвощин П.А. Теория и практика использования инвертно-эмульсионных растворов в процессе строительства скважин. – Пермь: Астер, 2016. – 148 с.

4. Предеин А., Клыков П. Комплексный подход к строительству скважин в сложных горно-геологических условиях с минимизацией затрат // SPE 181938. –  2016.

5. Изменение состава и структуры терригенных пород под воздействием буровых растворов/ И.Л. Некрасова, К.П. Казымов,  А.А. Предеин [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 6. – С. 37-43.

6. Новиков В.С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин. – М.: Недра, 2000. – 270 с.

Развитие новых технологий и технических средств в области бурения нефтяных и газовых скважин позволяет осваивать и разрабатывать труднодоступные месторождения, которые ранее считались экономически не рентабельными. Внедрение роторных управляемых систем (РУС) в технологию строительства скважин сделало доступным освоение ряда шельфовых месторождений в районе о. Сахалин, Тазовской губы и Балтийского моря. Использование РУС при строительстве скважин с большим отходом от вертикали на суше является перспективным направлением строительства скважин с протяженным горизонтальным участком. Бурение таких скважин позволяет вовлечь в эксплуатацию ранее не вырабатывавшиеся запасы месторождений, используя меньшее число скважин, чем при традиционном подходе, и способствует снижению капитальных вложений.

Для цементирования обсадных колонн на участках скважин с зенитным углом более 55° в интервалах продуктивных горизонтов к тампонажному раствору предъявляются повышенные требования (реологические и фильтрационные характеристики, седиментационная устойчивость). В статье рассмотрены результаты лабораторных исследований ряда полимерных реагентов на основе полисахаридов в качестве модифицирующих добавок к тампонажным растворам. Приведены полученные зависимости изменения растекаемости, водоотдачи и пластической вязкости от концентрации полимеров в тампонажном растворе в трех температурных диапазонах. Анализ результатов лабораторных исследований показал, что среди испытанных полимеров наилучшим сочетанием водоудерживающих и реологических свойств обладает реагент Natrosol 250 HHR. Установлено, что оптимальная рабочая концентрация полимерного реагента в тампонажном растворе составляет 0,15-0,30 %. Отмечено, что необходимо снижать пластическую вязкость тампонажного раствора путем введения в него пластифицирующих добавок.

Список литературы

1. Устькачкинцев Е.Н. Повышение эффективности строительства боковых стволов на территории Верхнекамского месторождения калийномагниевых солей // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2012. – № 5. – С. 39–46.

2. Рынок бурения горизонтальных скважин и зарезки горизонтальных боковых стволов: текущее состояние и прогноз развития до 2027 года. – http://rpi-consult.ru/reports/dobycha-nefti-i-gaza/rynok-bureniya-gorizontalnykh-skvazhin-i-zarezki-...

3. Новые рекорды бурения и многоствольного заканчивания в Западной Сибири, Часть 1. – https://rogtecmagazine.com/новые-рекорды-бурения-и-многоствольн/?lang=ru/

4. На Сахалине пробурили самую протяженную в мире скважину. – https://www.rosneft.ru/press/news/item/188675/

5. Применение комплексных услуг позволило обеспечить стабильность ствола первой скважины с большим отходом забоя от вертикали в Балтийском море. – http://www.slb.ru/upload/iblock/233/12_dg_0051_lukoil_baltic_sea_cs_10_ak_apr_29_rus_letter.pdf/

6. Мелехин А.А. Тампонажные работы в нефтяных и газовых скважинах // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2011. – № 1. – С. 62–67.

7. Numerical simulation of cementing displacement interface stability of extended reach wells / J.-T. Wang, B.-J. Sun, H. Li [et al.] // Journal of Hydrodynamics. – 2018. – V. 30. – Iss. 1. – Р. 420–432. DOI: 10.1007/s42241-018-0051-4.

8. Чернышов С.Е., Куницких А.А. Разработка специальных тампонажных составов с регулируемой кинетикой расширения // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 83–85.

9. Николаев Н.И., Кожевников Е.В. Повышение качества крепления скважин с горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2014. – № 11. – С. 29–36. – DOI: 10.15593/2224-9923/2014.11.3

10. Кожевников Е.В. Исследование свойств тампонажных растворов для крепления скважин и боковых стволов с наклонными и горизонтальными участками // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – № 17. – С. 24–31. – DOI: 10.15593/2224-9923/2015.17.3

11. Куницких А.А. Исследование модифицирующих добавок к тампонажным растворам // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 46–50.

12. Improving oil well cement slurry performance using hydroxypropylmethylcellulose polymer / G. Abbas, S. Irawan, S. Kumar, A.A.I. Elrayah // Advanced Materials Research. – 2013. – V. 787. – Р. 222–227. – DOI: 10.4028/www.scientific.net/AMR.787.222.

13. Медведев П.И. Физическая и коллоидная химия. Краткий курс. – М.: ГИСХЛ, 1954. – 269 с.

Создание гидродинамической модели, пригодной для анализа проектных решений, – итеративный процесс. В процессе настройки модели, как правило, оцениваются текущие дебиты добывающих скважин, накопленная добыча жидкости и нефти/газа, закачка, а также невязка фактических и расчетных показателей. При проведении анализа выполняется ранжирование скважин по невязке накопленной добычи и определяется целевая группа скважин для корректировки. Основным критерием выбора скважин для точной настройки гидродинамической модели является накопленная добыча. Для более точной настройки модели выбирают скважины с наибольшими текущими дебитами.

Проблема использования стандартного метода настройки гидродинамической модели заключается в отсутствии учета скважин, отработавших малое число лет с высокими дебитами, возможности автоматизированного поиска временного периода, для которого необходима дополнительная настройка выбранной скважины. Предложено дополнительное проведение ранжирования по накопленной добыче и определение целевой группы скважин внутри каждого фактического периода эксплуатации отдельно. В результате формируется список скважин, требующих дополнительной настройки в гидродинамической модели не только на основании всего фактического периода разработки месторождения, но и для каждого определенного периода. Анализ влияния отдельных скважин на показатели эксплуатации месторождения в определенный временной период достаточно трудоемок. Реализован автоматический анализ невязок с заданным временным интервалом, позволяющий выявить проблемные скважины в каждом заданном периоде работы объекта.

Настройка гидродинамических моделей с использованием статистического анализа по временным интервалам в отдельности, а не только по всему периоду эксплуатации скважин опробована на ряде объектов. В результате удалось ускорить проведение настройки гидродинамических моделей за счет ее адресной корректировки по скважинам в конкретных временных интервалах.

Список литературы

1. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов, – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. – 140 с.

2. Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов В.Р. Оценка качества 3D моделей. –  М.: ООО «ИПЦ МАСКА», 2008. – 272 с.

Рассмотрена проблема адаптивного прогнозирования паротеплового воздействия в карбонатных пластах пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения. Необходимость получения надежных прогнозных оценок в последнее время значительно возросла из-за расширения масштабов применения на залежи площадной закачки пара и пароциклических обработок. Недостаточно четкое представление о физических процессах, происходящих в карбонатных пластах залежи, а также отсутствие точной информации о работе скважин ограничивают использование детерминированных моделей и характеристик вытеснения в целях прогнозирования паротеплового воздействия. Детальность адаптивной геологической модели соответствует объему имеющейся исходной информации. Например, при нарезании слоев, границы которых проводятся по результатам детальной корреляции, их толщины составляют 5-10 м. Увеличенные вертикальные размеры слоев позволяют использовать для воспроизведения параметров межскважинного пространства данные сейсморазведки за счет их увязки с данными скважин нечетко-логическими функциями. При этом модельные параметры в тех ячейках, через которые проходят скважины, не обязательно совпадают с данными этих скважин, поскольку они рассчитываются с учетом данных соседних скважин. Расчет адаптивной гидродинамической модели основан на перераспределении накопленных отборов и закачки флюидов между ячейками таким образом, чтобы получить фактическое изменение пластового давления, при этом механизм этого перемещения аналогичен методу клеточных автоматов. Показано, что при помощи адаптивного подхода удается контролировать процесс взаимовлияния скважин, определять реагирующие скважины и диагностировать фактическую дополнительную добычу нефти от площадной закачки пара на залежи. Представлены также результаты адаптивного прогнозирования вариантов дальнейшей разработки залежи, позволяющие оценить технологическую эффективность площадной закачки пара на перспективу. Выполненное сравнение прогнозных и фактических дебитов скважин после проведения пароциклических обработок подтвердило эффективность адаптивного прогноза для условий залежи.

Список литературы

1. Koottungal L. 2014 worldwide EOR survey // Oil and Gas Journal. – 2014. – № 112 / 4. – P. 79–91.

2. Рузин Л.М., Урсегов С.О. Развитие тепловых методов разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 3. – С. 82–84.

3. Базовые принципы, эффективность и основные перспективы разработки пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения / В.В. Шкандратов, С.В. Буракова, С.О. Урсегов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 8. – С. 84–88.

4. Тридцатилетний опыт применения термических методов увеличения нефтеотдачи пластов на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения / С.О. Урсегов, М.В. Чертенков, Е.Н. Тараскин [и др.] // SPE 160759. – 2012.

5. Канеман Д. Думай медленно, решай быстро. – М.: АСТ, 2014. – 653 с.

6. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М. Прогнозирование промысловой эффективности методов теплового воздействия на нефтяные пласты. – М.: Недра, 1983. – 205 с.

7. Цыпкин Я.З. Адаптация, обучение и самообучение в автоматических системах // Автоматика и телемеханика. – 1966. – № 1. – С. 23–61.

8. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2002. – 140 с.

9. Гидрохимический мониторинг – инновационное направление анализа и контроля разработки нефтяных месторождений / В.В. Муляк, В.Д. Порошин, В.Г. Гуляев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 3. – С. 45–49.

Пермский край относится к старейшим нефтегазодобывающим регионам России. Месторождения находятся на разных стадиях разработки, а подавляющее их число относится к мелким. Продуктивные пласты пяти нефтегазоносных комплексов залегают на глубинах менее 2,5 км, представлены терригенным и карбонатным типом коллектора, характеризуются пониженной температурой и относительно невысокими коллекторскими свойствами с высокой их изменчивостью как по площади, так и по разрезу. Наиболее сложным строением и более широким спектром геолого-физических характеристик  отличаются продуктивные пласты с карбонатным типом коллектора, что подтверждается более низкими темпами их выработки и превышением доли остаточных извлекаемых запасов (62 %) в текущем периоде, над начальными геологическими (55 %) в сравнении с терригенным типом коллектора. В рассматриваемых условиях испытание технологий гидравлического разрыва пластов (ГРП) происходило отдельно для условий каждого типа коллектора.

С 2005 г. началось промышленное внедрение современных подходов и оборудования при реализации ГРП. В статье показана эволюция применения модификаций технологии с учетом особенностей объектов. Развитие технологий происходило благодаря взаимодействию специалистов на всех этапах планирования, реализации и анализа выполняемых работ в рамках сформированной рабочей программы, являющейся составной частью мониторинга разработки месторождений. В результате индивидуального подхода успешно реализованы ГРП с использованием кислотных составов, проппанта, различных систем жидкостей разрыва, отклонителей и ограничения водопритока для условий карбонатных и терригенных коллекторов, определены условия наиболее эффективного их применения. В настоящее время испытано более 20 и переведено в промышленное применение более 10 модификаций ГРП. Реализация индивидуального подхода позволила значительно расширить область применения ГРП и повысить темпы выработки запасов низкопродуктивных объектов.

Список литературы

1. Применение новых технологических решений в области разработки на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.Л. Воеводкин, А.В. Распопов, Л.Н. Мужикова, С.А. Кондратьев // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – С. 104–106.

2. Опыт проведения гидроразрыва пласта на месторождениях Пермского края и основные направления повышения его эффективности / Д.В. Антонов, С.А. Кондратьев, А.А. Жуковский, Т.С. Кочнева // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 3. – С. 70–72.

3. Опыт проведения проппантного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах месторождений Пермского края / С.А. Кондратьев, А.А. Жуковский, Т.С. Кочнева, В.Л. Малышева // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 6. – С. 23–25.

4. Разработка статистической модели прогноза эффективности проппантного ГРП по геолого-технологическим показателям для верейского карбонатного нефтегазоносного комплекса / В.И. Галкин, А.Н. Колтырин, А.С. Казанцев [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2017. – № 3. – С. 48–54.

5. Комплексный подход к лабораторному тестированию жидкостей разрыва / Н.Н. Барковский, С.А. Кондратьев, А.М. Амиров [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 5. – С. 33–40.

6. Напряженное состояние продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала / Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, Д.В. Шустов [и др.]  // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 64–67.

7. Геомеханические характеристики терригенных продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала / Ю.А. Кашников, Д.В. Шустов, А.Э. Кухтинский, С.А. Кондратьев // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 4. – С. 32–65.

8. Учет упруго-механических свойств пласта при выполнении ГРП на примере одного объекта разработки месторождений Пермского края / С.А. Кондратьев, А.А. Жуковский, Т.С. Кочнева, В.Л. Малышева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2015. – № 12. –С. 56–59.

9. Кондратьев С.А., Жигалов В.А., Малышева В.Л. Прогнозирование упругомеханических свойств пласта по данным стандартного комплекса ГИС с целью оценки рисков развития трещин ГРП по вертикали пласта // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 5. – С. 55–59.

В настоящее время существенная часть добывающих скважин подвергается повторным операциям гидроразрыва пласта (ГРП) с целью увеличения/восстановления продуктивности. Анализ промысловых данных о динамике изменения дебита/давления в скважинах показывает, что в отдельных случаях после повторного ГРП отмечается значительное увеличение продуктивности скважин. Одной из возможных причин такого увеличения продуктивности скважин может являться переориентация трещин при проведении повторных операций ГРП. Таким образом, прогнозирование и диагностирование переориентации трещин ГРП является актуальной задачей. Решение данной задачи позволит выработать подход, обспечивающий более качественный подбор скважин-кандидатов для проведения повторных операций ГРП.

В статье рассмотрены результаты численного моделирования динамики дебита/давления для периодов до и после повторного ГРП для двух случаев. Первый случай - улучшение свойств «старой» трещины при повторном ГРП. Второй случай – образование «новой» трещины с переориентацией. Представлены результаты анализа промысловых данных о добыче жидкости и давления по скважинам с повторными ГРП. Этот анализ позволяет делать косвенные выводы о наличии или отсутствии переориентации трещины. Далее результаты анализа промысловых данных сравнивались с результатами моделирования траектории трещины в геомеханическом модуле корпоративного программного комплекса«РН-КИН». С использованием данного модуля выполнен анализ влияния высоты продуктивного пласта, геомеханических свойств на возможность переориентации трещины. Такой анализ позволяет выявить отдельные участки месторождения и скважины в элементах системы разработки, на которых при ГРП переориентация трещин в добывающих скважинах более вероятна.

Список литературы

1. Мониторинг разработки месторождений с использованием иерархии моделей в программном комплексе РН-КИН / В.А. Байков, С.А. Рабцевич, И.В. Костригин, А.В. Сергейчев // Научно-технический вестник «НК «Роснефть». – 2014. – № 2. – Вып. 35. – С. 14 –17.

2. Асалхузина Г.Ф., Давлетбаев А.Я., Хабибуллин И.Л. Моделирование дифференциации пластового давления между нагнетательными и добывающими скважинами на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами // Вестник Башкирского университета. – 2016. – Т. 21. – № 3. – C. 537–544.

3. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении / И.С. Афанасьев, И.С. Антоненко, Д.А. Антоненко [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 8. – С. 62–64.

4. Гидродинамические исследования скважин в много-пластовых нагнетательных скважинах в условиях превышения давления закачки над давлением раскрытия трещин / А.Я. Давлетбаев, В.А. Байков, Э. Озкан [и др.] // SPE 136199. – 2010.

5. Байков В.А., Давлетбаев А.Я., Иващенко Д.С. Моделирование притока жидкости к скважинам в низко-проницаемых коллекторах с учетом нелинейной фильтрации // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 11. – С. 54–58.

6. Решение проблемы интерпретации результатов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов с гидро-разрывом на основе анализа снижения дебита скважин / А.В. Барышников, В.В. Сидоренко, В.В. Кокурина [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. – С. 42–45.

7. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Долговременный мониторинг промысловых параметров, как знаковое направление развития современных ГДИС // Инженерная практика. – 2012. – № 9. – С. 4–8.

8. Комбинирование анализа добычи и недослеженных ГДИС методом КВД в условиях низкопроницаемых пластов для газовых скважин / Д.З. Ишкин, Р.И. Нуриев, А.Я. Давлетбаев [и др.] // SPE 181974. – 2016.

9. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» / И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов, А.М. Хайдар [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 6. – С. 34–38.

10. Давлетбаев А.Я., Мухаметова З.С. Моделирование фильтрации в низкопроницаемом пласте с двумя перпендикулярными техногенными трещинами гидроразрыва // Инженерно-физический журнал. – 2017. – № 3. – С. 632–639.

11. Латыпов И.Д., Федоров А.И., Никитин А.Н. Исследование явления переориентации азимута трещины повторного гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 10. – С. 74–78.

12. Геомеханическое моделирование направления и траектории развития трещин гидроразрыва пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов / А.Р. Давлетова, Г.Р. Бикбулатова, А.И. Федоров, А.Я. Давлетбаев // Научно-технический вестник «НК «Роснефть». – 2014. – № 1. – Вып. 34. – С. 40–43.

13. Федоров А.И., Давлетова А.Р. Симулятор напряженного состояния пласта для определения направления развития трещин // Геофизические исследования. – 2014. – Т. 15. – № 1. – С. 15–26.

14. Кокурина В.В., Кременецкий М.И., Кричевский В.М. Контроль эффективности повторного гидроразрыва пласта по результатам гидродинамических исследований // Каротажник. – 2013. – № 227. – С. 76–101.

Различные геолого-физические особенности строения разрабатываемых нефтегазовых залежей и свойства добываемых флюидов предопределяют необходимость применения индивидуальных подходов к решению задач повышения эффективности эксплуатации скважин в осложненных условиях. В настоящее время актуальны задачи комплексного многофакторного изучения процессов движения газожидкостных смесей в системе призабойная зона пласта – насос – ствол скважины с целью прогнозирования интенсивности осложнений при добыче нефти и оптимизации режимов эксплуатации глубиннонасосного оборудования. Вынужденное снижение в скважинах забойного давления ниже давления насыщения нефти газом для поддержания необходимых темпов отбора запасов нефти обеспечивает поступление в ствол наклонно направленных и горизонтальных скважин вместе с жидкостью большого количества свободного газа. Существенные различия фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов и свойств пластовых флюидов по объектам разработки месторождений определяют необходимость выбора оптимальных режимов эксплуатации скважин с учетом особенностей движения газожидкостных смесей в рабочих органах насосов, насосно-компрессорных трубах (НКТ) и интенсивности проявления осложняющих факторов, обусловленных повышенным содержанием свободного газа в добываемой жидкости.

Анализ режимов работы добывающих скважин, эксплуатируемых ПАО «НК «Роснефть», показал, что при добыче относительно безводной скважинной продукции, доля свободного газа на приеме насоса может превышать допустимые значения уже при двукратном снижении забойного давления относительно давления насыщения добываемой жидкости газом. Это обусловливает необходимость применения газосепараторов в составе установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Высокий газовый фактор, помимо того, что является самостоятельным осложнением, способствует появлению сопутствующих осложнений, таких как отложение неорганических солей и асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ), появлению механических примесей. Показано, что негативное влияние отложения неорганических солей и АСПВ наиболее значимо для скважин месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз» и «РН-Ванкор». Снижение давления на приеме насоса ниже давления насыщения нефти газом и, как следствие, наличие в добываемой продукции свободного газа, приводит к интенсивному солеотложению в проточной части рабочих органов ЭЦН. При разборах аварийных насосов повсеместно соли были обнаружены на их нижних ступенях, в то время как на верхних ступенях отложения неорганических солей присутствовали лишь в 60 % рассмотренных случаев, что объясняется снижением количества свободного газа при продвижении газожидкостной смеси в насосе.

Применение вероятностного подхода и теории надежности к рассмотрению более 80 тыс. отказов насосного оборудования, показало, что вероятность безотказной работы более 400 сут. для скважин с высоким газовым фактором стремится к нулю.

Список литературы

1. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. – М.: Недра, 1996. – 367 с.

2. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах / Р.Н. Дияшев, А.В. Лысенко, А. В. Костерин, Э. В. Скворцов. – Казань: Изд-во Казанского математического общества, 1999. – 238 с.

3. Сургучев М.Л. Методы извлечения остаточной нефти. – М.: Недра, 1991. – 347 с.

4. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. – Уфа: Башкирское книжное изд-во, 1987.−– 168 с.

5. Кузнецов Н.П., Зермионова В.И. К вопросу о смешении вод в системе ППД. В сб. Борьба с солевыми и асфальтосмолопарафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании // Тезисы докладов Всесоюзного научно-технического совещания. – Казань, 1982. – С. 56.

6. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. – М.: Недра, 1985. – 215 с.

7. Методы борьбы с отложением солей / Н.С. Маринин, Г.М. Ярышев, С.А. Михайлов [и др.] // Нефтепромысловое дело. – 1980. – 56 с.

8. Кузнецов Н.П. Совершенствование технологий предупреждения парафино-солевых отложений и коррозии в нефтепромысловом оборудовании (на примере ОАО «Юганскнефтегаз»): дис. ... канд. техн. наук. – Уфа, 1999.

9. Шамрай Ю.В. Повышение эффективности технологических процессов добычи нефти на основе разработки и внедрения комплексных углеводородных составов для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений: дис. ... канд. техн. наук.−– Казань, 1990.

10. Тронов В.П. Влияние различных факторов на выпадение парафина из нефти // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. – 1965. – Вып. 7. – С. 311–320.

11. Мельниченко В.Е. Оценка влияния основных технологических характеристик добывающих скважин на ресурс погружных электроцентробежных насосов: дис. ... канд. техн. наук. – М., 2018.

В статье рассмотрено проведение очистки газопроводов в случае отсутствия оптимального перепада давления, необходимого для движения очистного устройства по внутренней полости действующих трубопроводов. Недостаточный перепад давления в газопроводах возникает по истечении нескольких лет после обустройства инфраструктуры и ввода месторождений в эксплуатацию. Это обусловлено тем, что большое число месторождений Российской Федерации располагаются на территории традиционных нефтегазоносных провинций и находятся на поздних стадиях разработки. Представлены возможные варианты организации очистки в такой ситуации, отмечены недостатки каждого из методов. Предложен способ эффективной очистки путем установки по трассе газопровода малогабаритных устройств пуска-приема очистных устройств в сочетании с передвижными компрессорными установками. Устройства пуска-приема представляют собой модернизированную конструкцию широко применяемых на газопроводах скребковых кранов. Показано, что краны старой конструкции имеют следующие недостатки: необходимость подбора правильной жесткости скребка; невозможность запуска диагностических приборов и подключения компрессорной установки непосредственно к крановому узлу; высокая вероятность повреждения как самого скребка, так и улавливающей решетки при высокой скорости движения очистного устройства.

За основу модернизации взяты следующие параметры: усиление уровня безопасности оператора при работе с устройством загрузки-приема очистного/диагностического снаряда; возможность управления скоростью снаряда при его запуске и приеме; защита оборудования от повреждений. Представлены подробные схемы новой малогабаритной камеры. Предложена эффективная схема очистки газопроводов с использованием нового оборудования.

Список литературы

1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов», утверждены приказом № 515 от 30.11.17 г.

2. Стандарт компании «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке промысловых трубопроводов на объектах ОАО «НК «Роснефть» и его дочерних обществ» № П1-01.05 С-0038 версия 1.00, утверждены приказом ОАО «НК «Роснефть» № 422 от 20.09.13 г.

Традиционные отечественные и зарубежные нормативные расчеты прочности трубопроводов для транспортировки жидких и газообразных углеводородов представляются в форме детерминированного определения толщины стенки по заданным расчетным давлениям для выбранного диаметра, механических свойств трубных сталей. В детерминированной форме основные расчеты прочности выполняются по силовому условию прочности, выражаемому через сопоставление номинальных расчетных напряжений с допускаемыми. В эти расчеты вводится система коэффициентов запаса прочности и коэффициентов надежности, учитывающих базовые конструкторские, технологические и эксплуатационные факторы.

В статье дана количественная оценка роли статистических факторов эксплуатационной нагруженности, пределов прочности и текучести, технологических допусков на толщину стенки и диаметр трубы, деградации материала трубы. Определена связь между запасами прочности, используемыми в зарубежных нормах (API 579 и DIN 2470) и СНиП 2.05.06-85*:Предложено учитывать статистические данные об эксплуатационной нагруженности нефтепроводов путем регистрации давлений на входе и выходе из данной насосной перекачивающей станции и измерений локальных напряжений в трубах на представительных участках трубопроводов. Показана необходимость учета возможного уменьшения характеристик прочности труб вследствие процессов деградации трубных сталей, особенно в поверхностных слоях в процессе длительной эксплуатации. Получены зависимости резерва прочности от других неучтенных факторов (наличия сварки, исходных технологических дефектов в трубах и трубных сталях, локальной коррозия, цикличности нагружения и циклического роста трещин). При дальнейшем развитии методов основных и поверочных расчетов эти факторы подлежат рассмотрению с учетом их стохастического проявления.

Список литературы

1. Мазур И.И., Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем. – М.: ИЦ-ЕЛИМА, 2004. – 1104 с.

2. Комплексный анализ запасов прочности трубопроводов и базовых механических свойств трубных сталей / Ю.В. Лисин, Н.А. Махутов, Д.А. Неганов, В.М. Варшицкий // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 1 (28). – С. 30–38.

3. Научно-технические, социально-экономические и правовые аспекты надежности транспорта нефти и нефтепродуктов / Н.А. Махутов, C.Г. Радионова, П.А. Ревель-Муроз [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2016. – № 5. – С. 20–31.

4. Махутов Н.А., Пермяков В.Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. – Новосибирск: Наука, 2005. – 516 с.

5. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (ПНАЭ Г-7-002-86 – Правила и нормы в атомной энергетике). – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 525 с.

6. Махутов Н.А. Конструкционная прочность, ресурс и техногенная безопасность. – Новосибирск: Наука, 2005. – Ч. 1 – 494 с.; ч. 2 – 610 с.

7. Идентификация трубных сталей отечественного и зарубежного производства / Ю.В. Лисин, Н.А. Махутов, Д.А. Неганов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 2. – С. 90–95.

8. Pluvinage G., Bouledroua O., Meliani M.H. Corrosion defect harmfulness by domain failure assessment diagram // Pipeline. Science and Technology. – 2018. – № 3. – Р. 163–177.

9. Применение данных внутритрубной диагностики для расчета несущей способности трубопровода с использованием уточненного коэффициента надежности / Д.А. Неганов, С.Н. Масликов, А.А. Сергаев, С.В. Эрмиш // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 8. – С. 130–133.

Территория хозяйственной деятельности ПАО «Сургутнефтегаз» длительное время ограничивалась правобережьем среднего течения р. Оби. За более чем 50-летний период нефтегазодобычи запасы углеводородов значительно сократились. Для поддержания сложившегося уровня нефтедобычи в компании проводится большая работа по восполнению ресурсной базы, в том числе за счет поисково-разведочных работ на новых территориях. В числе таких территорий – юг Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа-Югры (ХМАО-Югры).

В настоящее время Нефтеюганский район по плотности лицензионных участков занимает первое место в ХМАО-Югре. Долгое время малоизученным уголком оставался юг и юго-восток района, но и на эту территорию стали выдавать лицензии на поиск и разведку углеводородного сырья. На нескольких лицензионных участках поисково-разведочные работы проводит ПАО «Сургутнефтегаз». При этом, как известно, даже на стадии поисково-разведочных работ происходит воздействие на окружающую среду. Оно может сопровождаться изменением внешнего облика ландшафтов и исходной геохимической обстановки природных сред. На одни компоненты природы (почвенно-растительный покров) воздействие точечное и ограничивается строительными площадками, на другие (водная среда) оно несколько больше в силу особенностей природного компонента.

При работе на лицензионных участках, в соответствии с лицензионным соглашением об условиях пользования недрами ПАО «Сургутнефтегаз» проводит мониторинг природных сред. Результаты исследований включают определение как фонового, так и текущего состояния этих сред, что позволяет прогнозировать степень и последствия воздействия нефтегазодобычи на окружающую среду.

Статья посвящена проблеме сравнительной оценки ресурсной ценности объектов хранения нефтесодержащих отходов на основе анализа данных о физико-химическом компонентном составе отходов с целью дифференциации ресурсных источников в анализируемой группе. Под ресурсной ценностью отходов понимается количественная оценка их физико-химического состава и свойств, определяющая степень пригодности отходов для использования в качестве материальных ресурсов в технологиях вторичной переработки. Учет этой оценки необходим при определении значимости конкретного объекта хранения как источника этих ресурсов, а также при расчете ресурсного потенциала отходов, который представляет собой комплексный количественный показатель возможности эффективного вторичного использования отходов, оцениваемый по совокупности разнородных критериев (технологических, логистических, технико-экономических, экологических и др.) Предлагаемая методика сравнительного анализа ресурсной ценности, основанная на использовании метода DEA (Data Envelopment Analysis), позволяет получить относительную, а не абсолютную оценку ресурсной ценности, т.е. с ее помощью можно определить, насколько каждый конкретный объект хранения нефтесодержащих отходов эффективен с точки зрения вторичного использования по отношению ко всем другим объектам анализируемого множества. Эффективность каждого рассматриваемого объекта в самом общем случае определяется как частное от деления суммы всех его выходных его параметров, определяющих положительные характеристики или результаты, на сумму всех входных факторов, представляющих использованные для получения положительных результатов средства. Для каждого объекта величина эффективности определяется в относительных единицах, после чего проводится сравнительный анализ и ранжирование объектов. DEA-метод позволяет определить наиболее эффективные объекты в анализируемой группе и построить соответствующую им границу эффективности, при этом определяется и мера неэффективности всех остальных объектов по сравнению с наиболее эффективными в группе.

Приводится пример применения разработанной методики к решению задачи сравнительной оценки ресурсной ценности группы, состоящей из двадцати объектов хранения отходов нефтеперерабатывающей промышленности Самарского региона.

Данный подход, разработанный на основе DEA-метода, позволяет с учетом выбранных положительно и отрицательно влияющих на ресурсную ценность параметров, в качестве которых рассматриваются определенные характеристики физико-химического состава отходов, дифференцировать объекты хранения отходов в анализируемой группе или в целом в технико-организационной региональной системе утилизации отходов. Методика дифференциации объектов хранения отходов имеет потенциальные возможности широкого использования на практике для выработки эффективных управленческих решений по оптимизации систем утилизации отходов.

Список литературы

1. Быков Д.Е. Комплексная многоуровневая система исследования и переработки промышленных отходов: дис.… д-ра техн. наук. – Самара, 2004. – 303 с.

2. Мазлова Е.А., Мещеряков С.В. Проблемы утилизации нефтешламов и способы их переработки. – М.: Издательский дом «Ноосфера», 2001.– 56 с.

3. Мухтаров Я.С., Суфиянов Р.Ш., Дашков В.А. Анализ источников образования нефтесодержащих отходов // Вестник Казанского технологического университета. – 2012. – Т. 15. – № 17. – С. 220–223.

4. Пряничникова В.В., Бикбулатов И.Х., Бахонина Е.И. Рекультивация нефтешламовых амбаров с использованием геомембранной пленки и нефтезагрязненных почв//Башкирский химический журнал. – 2013. – Т. 20. – № 1. – С. 22–27.

5. Дифференциация нефтешламонакопителей на основании их ресурсного потенциала / М.С. Кузнецова, Н.А. Уварова, А.А. Пименов [и др.] // Экология и промышленность России. – 2011. – № 12. – С. 30–33.

6. Шпербер Е.Р. Разработка комплекса природоохранных технологий переработки отходов НПЗ Краснодарского края: дис.… д-ра техн. наук. – М., 2016. – 332 с.

7. Гладышев Н.Г. Научные основы рециклинга в техноприродных кластерах обращения с отходами: дис. … д-ра техн. наук. – Иваново, 2013. – 301 с.

8. Десяткин А.А. Разработка технологии утилизации нефтяных шламов: автореф. дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2004. – 24 с.

9. Определение класса опасности нефтешламов / В.В. Ермаков, А.Н. Сухоносова, Д.Е. Быков, Д.А. Пирожков // Экология и промышленность России. – 2008. – № 7. – С. 14–16.

10. Жаров О.А., Лавров В.Л. Современные методы переработки нефтешламов // Экология производства. – 2004. – № 5. – С. 43–51.

11. Пименов А.А., Быков Д.Е., Васильев А.В. О подходах к классификации отходов нефтегазовой отрасли и побочных продуктов нефтепереработки // Вестник Самарского государственного технического университета. Серия. Технические науки. – 2014. – № 4 (44). – С. 183–190.

12. Дилигенский Н.В., Цапенко М.В. Методология DEA: оценка эффективности экономических объектов, анализ метода и свойств решений. «Высшее образование, бизнес, предпринимательство 2001». – Самара: СамГТУ, 2001. – С. 149–159.

13. Дилигенский Н.В., Давыдов А.Н., Цапенко М.В. Сравнительный многокритериальный анализ эффективности операционной деятельности промышленных предприятий // Тр. XII Международной конференции «Проблемы управления и моделирования в сложных системах». Самара, 21–23 июня 2010 г. – РАН, СНЦ РАН, ИПУСС. – Самара, 2010. –  С. 126–136.

14. Плешивцева Ю.Э., Деревянов М.Ю., Сетин С.П. Системный анализ качества управления процессом первичной переработки нефти // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 8. – С. 124–128.

15. Ермаков В.В. Классификация нефтешламонакопителей и прогнозирование процесса биодеструкции отходов при их ликвидации: дис.… канд. техн. наук. – Самара, 2010. – 132 с.